长宁HX-6井窄密度窗口安全钻井方法

李 娜 ，梁海军

(1.陕西延长石油研究院，陕西西安 710075；2.中国石油川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院，陕西西安 710018；3.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018)

长宁HX-6井窄密度窗口安全钻井方法

李 娜1，梁海军2,3

(1.陕西延长石油研究院，陕西西安 710075；2.中国石油川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院，陕西西安 710018；3.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018)

长宁HX-6井钻探目的层龙马溪组地层坍塌压力高，地层漏失压力及承压能力低，易发生窄窗口钻井复杂情况。且由于页岩地层特性及三开高密度钻井液循环压耗控制难度大，易造成诱发性井漏及井壁失稳等复杂事故。针对页岩气藏主要为孔隙和裂缝储集类型及本区块钻井难点，现场利用环空压力测量仪求取地层压力，通过控压钻井技术、优选钻井液体系和优化井身结构及钻具组合等综合工艺技术，逐步提高地层承压能力，扩大安全窗口，成功解决了井漏、井壁失稳等难题，得出一套应对页岩地层塌漏同层、窄密度窗口安全钻井等复杂难题的技术方案，对长宁区块今后页岩气钻探开发提供技术帮助。

欠平衡； 控压钻井； 窄密度窗口； 瞬时封堵技术

长宁区块页岩地层受区域构造影响，破碎性地层细微裂缝发育，龙马溪地层压力系数为2.03。参照同平台已完钻HX-1井实钻经验，新钻井眼漏失压力与坍塌压力之间安全密度窗口很窄，可控范围仅为0.5 g/cm3左右。在1350 m长水平段裸眼井眼内，高比重钻井液在环空循环压降和激动压力控制难度大，井壁浸泡时间长，井眼轨迹调整变化大，页岩水敏性，安全钻井窗口窄等原因造成页岩气水平井井壁失稳、漏塌同层问题突显。通过对已完钻井分析总结，利用控压钻井和降低钻井液密度等技术，实现欠平衡钻井，从根本上解决了钻井液向地层侵入和诱发性井漏问题，达到预防工程复杂和保护油气层的目的[1-6]。

1 地质、工程概况

长宁HX-6井实钻揭露本区地层自上而下依次为侏罗系、三叠系、二叠系及钻探目的层志留系龙马溪组。龙马溪组为黑色页岩，伽玛值范围在176～250 API，黏土含量约31%，石英长石含量为52%。黏土含量高，易吸水膨胀；炭质含量高，为脆性页岩易剥落；储层为裂缝性地层，易发生诱发性井漏。其中2565.0～2576.5 m、2944.0～2951.0 m及2960.0～3320.0 m等多处井段被完钻测井综合解释为裂缝性高压气层或优质页岩气层，钻井液密度高则井漏，密度低则气侵溢流。在三开采用无土相合成基钻井液钻进过程中，共发生18次中大型漏失，最大漏失速度达25.5 m3/h，共计漏失合成基钻井液741.5 m3，造成1200万元经济损失。

该井采用三开结构，一开Φ444.5mm钻头钻至410m，Φ339.7mm套管下深408m；二开Φ311.1mm钻头钻至1502m，Φ244.5mm套管下至1500m；三开Φ215.9mm钻头钻至4340m，Φ244.5mm套管下深4338m。上部1502m至2081m井段采用空气钻井，下部2081m至完钻井深4340m采用合成基钻井液施工。

2 长宁区块页岩气钻井液技术难点

(1)龙马溪组以黑色页岩为主，自然伽马值高，炭质含量高，页岩层理发育，脆性地层，岩心多为裂缝发育，易发生井壁剥落、掉块，严重时造成井塌。三开水平段施工时间长，页岩浸泡时间长，也容易造成井塌。

(2)龙马溪组地层微裂缝和裂隙发育，极易使钻井液进入页岩层理面内部，所产生的毛细管压力会使井壁发生层理间剥落，形成钻井液流动通道，极易产生诱发性井漏。

(3)地层漏失压力和地层坍塌压力接近，实钻临井HX-1井密度窗口控制范围在0.04～0.06之间，现场钻井过程中钻井液密度控制难度大。

(4)石牛栏组底部含有泥质灰岩，龙马溪组页岩属水敏地层，易水化膨胀。三开钻井过程中，钻井液冲蚀与浸泡，岩屑水化分散变细，导致合成基泥浆流变性和动塑比难控制，泥浆后期变稠，流动性差，黏度增大速度快，产生的附加激动压力易造成页岩诱发性井漏。

(5)长宁区块构造位置在四川盆地与云贵高原结合部，川南古坳中隆低陡构造区与娄山褶皱带之间，属于构造复合体。水平段采用非旋转导向施工，轨迹调整幅度大，存在局部突显狗腿度，造成携砂困难，容易产生岩屑床，要求钻井液有强井眼清洗能力。

3 现场窄密度窗口钻井解决方案

长宁窄密度窗口钻井，采用常规钻井技术会造成井漏、井塌等难以控制的井下复杂情况，因此根据长宁龙马溪地质特性和现场作业情况，采取了以下钻井技术措施。

3.1 控压钻井MPD技术

3.1.1 控压钻井技术难点

(1)龙马溪地层受川东褶皱冲断带和娄山褶皱带双重控制，其构造特征为集二者于一体的构造复合体，倾角变化大，地层应力分布不均；

(2)页岩地层新钻井眼，井壁二次应力分布系统复杂，无法计算出有规律的地层坍塌压力及漏失压力，控压钻井无规律可循；

(3)水平段长、井眼轨迹差、井径不规整及岩屑床存在，控压钻井计算的当量泥浆密度附加值误差大。

3.1.2 控压钻井技术措施

长宁龙马溪地层是裂缝性气层，井漏成因是诱发性井漏。页岩硬脆性较大、易垮易塌。HX平台钻探目的层龙马溪地层在临井压裂后测试地层压力为49.88MPa，地压系数为2.03。HX-6井工程设计钻井液密度为2.1～2.2g/cm3，实钻中发生多次恶性井漏后，更改设计方案。采用欠平衡控压钻井，降低钻井液密度至1.9～2.0g/cm3，通过井口施加一定回压来平衡井底当量循环压力。能否控压成功，要求在不同工况和井温下井口施加精确的控压值和根据实钻情况预测地层漏失压力和坍塌压力。

(1)精确测量井底当量循环压力。

三开进入龙马溪地层后，下入随钻测压PWD仪器，根据实测的井底当量循环压力和温度来调整井口控压值大小、工程参数及钻井液相关性能参数。

图1是HX-6井PWD仪器测得“下钻、钻进、起钻”一趟钻三种工况模式下井底压力和温度曲线图。温度曲线2显示正常钻进井底温度在93℃左右。由压力曲线1可知，采用1.92g/cm3油基泥浆正常钻进时，井底当量循环压力均值为45.6MPa，井口需施加4.2MPa回压来平衡井底压力；接立柱停泵后井底压力为43.4MPa，井口需施加6.4MPa回压来平衡井底压力。因此在正常钻进、停泵、接立柱、起下钻工况下，井口需要根据不同的井底压力值在井口施加一定的回压来平衡地层压力。

图1 HX-6井井下压力和温度变化曲线

(2)根据实钻工况，井口施加合理套压值。

控压钻井井口控压值大小理论上是根据井下PWD测量的井底压力值来确定的，但在水平段实际施工过程中，由于井眼轨迹不规整、井眼清洁程度不高及储层突变等因素均会影响控压钻井效果，因此控压钻井工艺与钻井工程密切配合。在钻井参数不变的条件下，钻至3340m时伽玛值增大，振动筛返出砂样体积和硅质含量增大，说明地层变为高炭质脆性页岩地层。此时应适当提高井口控压值至4.7MPa，加大对井壁的支撑力，待返砂正常为宜；钻至3650m时出现气测值突然升高，钻时由13min变快至3min，钻遇裂缝性地层，井口提高控压值至5MPa发生漏失，加入随钻堵漏剂后恢复正常，后续钻进出现此情况时通过降低井口控压值至3.5MPa以及出口泥浆进液气分离器后实施远程点火除气方法，得到了很好的效果；每钻进100m循环测气测后效，检测已钻进井段控压效果，若后效有增大趋势，则应适当提高井口控压值0.5MPa左右。

3.2 降低循环压降钻井液技术

循环压降是指钻井过程中在钻井液循环系统产生的阻力损失。在工程参数一定的条件下，降低循环压降是解决页岩气窄安全密度窗口条件下井漏井塌的重要技术。本文通过宾汉模式计算分析油基钻井液密度、流变性和固相含量等因素对循环压降的影响效果后，采用相关技术措施有效降低了循环压降。

3.2.1 低密度钻井液

在控压钻井施工前，对现场不同密度钻井液与循环压降的关系通过试验进行了综合评价，为下步控压钻井提供了可靠的数据依据。在油水比为82∶18，Φ244.5mm技术套管下深1501m，井眼直径为215.90mm，钻杆外径127.00mm、内径108.61mm，泥浆泵实际排量为1650L/min的条件下，计算井深2200m环空循环压降。试验结果如图2曲线所示，循环压降与钻井液密度基本成正比，因此通过密度降低循环压降是最有效、最直接的方法。

在保证井下安全条件下，HX-6井采用低密度钻井液，使钻井液密度控制在安全密度窗口下限，既可有效降低环空循环压降，减小页岩地层诱发性井漏风险，又可解决高密度钻井液激动压力控制难度大的难题。

图2 钻井液密度对环空循环压降影响效果曲线

3.2.2 低流变性钻井液

在欠平衡钻井技术条件下，采用低流变性钻井液可解决高密度合成基泥浆环空循环压耗高的难题。HX-6井在保证高悬浮性和高井眼清洁能力前提下采用低流变性钻井液，从根本上降低了环空流体压耗。具体钻井液性能见表1：

表1 长宁HX-6井钻井液性能

随着流型调节剂的使用和低固相的增加，油基泥浆在使用后期塑性黏度会大幅攀升，而塑性黏度是影响环空循环压耗的关键因素。HX-6井水平段通过完好控制钻井液塑性黏度和动切力来实现对循环压降的控制。由表1数据可知，井眼增加1106 m，循环压降从2.47 MPa增加至3.31 MPa。假设表1中4处井深样点的排量、密度、塑性黏度及钻具组合等与循环压降相关参数固定不变，以此值与实钻数据相比计算出循环压降增大率，用压降增大率来描述钻井液通过改善流变性控制循环压降的效果。至完钻井深，HX-6井压降控制率在5%以内，说明采用低流变性方法降低循环压降效果良好。具体措施如下：

(1)根据现场钻井液性能检测及经验可知，乳化剂加量应不低于2%，动塑比由初始0.18增加至0.20以上，流变性明显得到改善。钻井过程中岩屑携带顺利，水平段无岩屑床，井眼干净也可有效降低循环压力。

(2)在水平段钻进过程中，避免使用有机土来调节钻井液悬浮性能，因为加入的有机土会和水化的岩屑形成空间网状结构，体系低固相含量变化较大，进而黏度增大，流动性变差。

(3)降低滤失剂时避免使用沥青类处理剂，改用油溶性树脂类处理剂。由于沥青类处理剂对温度敏感，在井下高温和钻头水眼剪切作用下充分分散于钻井液中，导致钻井液内摩擦力增大、塑性黏度增大、井底循环压力增大、体系热稳定性变差。

3.2.3 低固相钻井液

钻井液中的固相含量是影响环空循环压降和制约机械钻速的关键因素，如果能够合理恰当地控制好高密度钻井液中的固相含量，特别是活性固相，会使钻井液保持较低流变性的同时，实现低环空循环压降和良好的井眼清洁能力。

以下4种配方的基浆样品取自HX-6井现场未入井的合成基钻井液，分别加入固定量的活性固相(有机土)及页岩岩屑：

1#：新浆+1%G326乳化剂+1%G329润湿剂+1%G330有机土；

2#：新浆+1%G326乳化剂+1%G329润湿剂+3%G330有机土；

3#：新浆+1%G326乳化剂+1%G329润湿剂+1%页岩岩屑(150～180目)；

4#：新浆+1%G326乳化剂+1%G329润湿剂+3%页岩岩屑(150～180目)。

根据合成基钻井液特性，将上述4种基浆以10000 r/min的转速搅拌20 min，测其流变参数，并按如上同等工况条件计算环空循环压降，结果见表2：

表2 活性/惰性固相不同加量对泥浆流变性影响

由表2可以看出，固相含量高不仅制约钻井提速，更会增大循环压耗，尤其低固相含量高会导致塑性黏度和动切力增大、钻井液的结构强度增大、起下钻及开关泵激动压力增大，成为页岩地层诱发性漏失的因素之一。具体维护措施如下：

(1)合成基钻井液使用后期固控难度大，必须使用好固控设备，振动筛和除砂除泥一体机使用率100%，高速离心机使用率不低于80%，且采取高转速、低供量、长时间使用的方式，及时清除有害固相。

(2)水平段钻进需按照地质导向工程师的指示随时调整轨迹，钻井速度慢，井壁浸泡时间长；必须提高钻井液的化学抑制性，保证钻井液水相活度小于地层黏土表面吸附水活度0.20～0.35范围内；防止钻井液浸泡使页岩水化，造成钻井液固相含量升高。

(3)水平段超过600 m后，接单根前正划眼和倒划眼各一次，修复新钻井壁和破坏岩屑床，根据井眼轨迹、钻具结构及钻井液流变性选择合理的排量，提高井眼清洁程度。

3.2.4 优化钻具组合

长宁HX-6井为预防高密度钻井液开关泵激动压力大，降低起下钻抽吸压力的“活塞作用”造成井漏及井壁失稳等问题，水平段采用如下钻具组合：

Φ215.9mmBit+Φ165mm无扶正器单弯1°螺杆(优化去掉螺杆211扶正器)+Φ165mm接头+回压凡尔+MWD接头+Φ127mmNMDp×1根+(优化去掉211扶正器)+(去掉Φ127mmHWDp×12根加厚钻杆)+Φ127mmDp×n根。

表3 钻具组合对环空循环压耗对比数据表

由表3中水平段双扶稳斜钻具组合和无扶钻具组合对比可以看出，当钻具组合去除螺杆和稳斜扶正器两个Φ211mm扶正器(总长0.75m)、全井段采用普通钻杆(不使用加重钻杆)及换用无磁承压钻杆改变环空井眼尺寸时，环空循环压耗从6.63MPa降低3.01MPa。不使用加重钻杆可降低钻具刚性，减小因钻具刚性过大造成的机械频繁碰撞井壁，从而使井壁失稳的风险。

3.3 瞬时封堵技术

龙马溪组地层压力系数高且层理性微裂隙发育(3～8μm)，储层裂缝分布没有规律，难以发现和预防，极易发生诱导性漏失，因此需要采用屏蔽封堵裂缝储层保护技术，在钻进过程中对裂缝性产层形成暂堵保护，同时提高地层承压能力。还可以同时采用高密度随钻堵漏浆技术。首先要做好提前预防工作，控制合理的HTHP失水(实钻过程控制在1.6～2.2mL之间)，保证形成良好泥饼的同时，减少滤液渗入微裂缝，让压力不能直接作用于裂缝上；否则瞬时失水小，不能及时形成泥饼，压力直接作用于裂缝上，易引发井壁失稳。保持钻井液水相活度低于地层水，提高泥浆化学抑制性，是通过物理化学的方法综合解决井壁失稳问题。

由表4可知，通过在钻井液中加入纳米超细颗粒材料、刚性多棱角桥接材料及塑性变形材料可以提高体系的随钻封堵能力，加入水相活度调节剂CaCl2能提高钻井液对页岩的抑制性。在水平段钻遇高伽玛脆性、全烃值高及返砂硅质含量高的井段，每钻进50 m，加入预处理钻井液5 m3，利用井壁交联剂和修复剂强化泥饼的韧性，可以提高井筒的承压能力。通过上述综合技术措施，能够解决页岩地层裂缝性漏失和井壁失稳的难题。

表4 三开水平段瞬时暂堵技术

4 页岩地层欠平衡控压钻井效果分析

长宁HX-6井通过控压钻井、优化钻具组合、改善流变性及降低泥浆密度欠平衡钻井等一系列技术措施，成功解决了窄密度安全窗口钻井难题。三开裸眼井段测井数据见表5：

表5 HX-6井完钻测井数据表

由表5可知，由于龙马溪组地层岩性变化大，因此在采用欠平衡控压钻井技术后，高伽玛脆性井段井眼出现剥落扩径，低伽玛黏土含量高井段出现轻微缩径现象。但从3081 m至4460 m完钻井深再未出现井漏，成功解决了同一裸眼井段穿越多套不同压力体系地层钻井液密度控制难度大的难题。完钻后现场对缩径现象分析认为：随钻测压仪器测量井底当量循环压力时存在误差；起下钻过程中钻杆接箍及接头过旋转防喷器及欠平衡胶芯，胶芯损伤大，胶芯处出现漏压；起下钻过程中井底温度、压力变化大，影响井口控压效果；水平段使用无扶正器螺杆和无磁承压钻杆钻进，钻具整体刚性弱，修复井壁效果差。

5 现场认识与建议

(1)现场水平段采用无扶螺杆非满眼钻具组合，该技术优点是水平段井眼轨迹相对平滑，易用钻压控制井斜，降低当量循环压力，有效解决定向托压问题；缺点是钻具刚性低，不利于井壁修复及预防缩径。因此在采用欠平衡技术钻完的页岩地层井眼内，必须严格使用单扶、双扶钻具组合通井，确保套管顺利下入。

(2)页岩气脆性地层、窄安全密度窗口条件下，高密度油基钻井液采用合理密度、流变性、固相含量及钻具组合对预防诱发性井漏有重要作用。

(3)长宁区块龙马溪地层，正常情况下压力系数在2.03以上；但对于个别区块，在确定地层存在裂缝性漏失后，要先对地层进行承压堵漏，再通过采取钻井液欠密度、高封堵性、低流变性及改善钻具组合等方法来逐步降低循环压降以提高地层承压能力，同时做好井控安全和预防井漏工作。

(4)由于页岩气属于低丰度气藏，井喷失控可能性很小，因此在地层漏失压力低、坍塌压力高的情况下，要尽可能采用欠平衡控压钻井和低密度钻井液配合使用的方法，此时欠平衡控压钻井设备主要用于平衡地层坍塌压力和解决诱发性井漏问题。

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A Method of Safety Drilling for Narrow Density Window in Changning HX-6 Well

Li Na1, Liang Haijun2,3.

(1.ShaanxiYanchangPetroleumResearchInstitute,Xi＇an,Shaanxi710075,China; 2.Drilling&ProductionEngineeringTechnologyResearchInstituteofChuanqingDrillingEngineeringCo.,Ltd.,Xi＇an,Shaanxi710018,China; 3.StateEngineeringLaboratoryforExplorationandDevelopmentofLow-PermeabilityOil&GasFields,Xi＇an,Shaanxi710018,China)

Changning HX-6 well drilling target layer of Longmaxi formation collapse pressure is high, pressure formation leakage and bearing capacity is low, prone to complications narrow drilling window. Since shale formation properties and the circulating pressure loss of high density drilling fluid is difficult to control, which could easily lead to lost circulation induced wellbore instability and complex incidents. For shale gas reservoirs are mainly pores and fractures in the type of storage and the difficulty of drilling in this block, live utilize annular pressure meter strike formation pressure, drilling site adopt MPD, improve drilling fluid performance, well structure and BHA optimization technology, By gradually increase the formation bearing capacity, expansion of the Security window, the successful resolution of the well leak, wellbore instability and other problems, Draw a technical solution to deal with shale formations collapsed and lost circulation in the same layer, narrow density window drilling and other complex security problems, and hope to provide technical assistance for the development of shale gas drilling in Changning block.

underbalanced; MPD; narrow density window; instantaneous blocking technology

李娜(1984—)，女，汉族，山东菏泽人，中级工程师， 2010年毕业于中国石油大学(北京)油气田开发工程专业硕士研究生，主要从事油气开采及提高采收率技术研究工作。邮箱：lisiqi1999@163.com.